INDICADOR DE NIVEL (25ºC)

ACEITE DIELÉCTRICO.

Un aceite mineral de transformador se compone principalmente de carbono e hidrógeno en moléculas que presentan diferentes estructuras. Los aceites parafínicos están formados por moléculas que pueden ser tanto de cadena lineal como ramificada. Los alcanos normales de tipo cadena lineal son conocidos como parafinas, si son enfriados se impide su libre flujo y se deben tomar precauciones para utilizarlos en un clima frío. Los aceites nafténicos también conocidos como cicloalcanos están formados por moléculas con una estructura anular, presentan excelentes características a bajas temperaturas.

Todos los aceites de transformador contienen moléculas aromáticas con una estructura molecular totalmente distinta de las moléculas parafínicas y nafténicas, tanto química como físicamente.

La rigidez dieléctrica del líquido aislante de un transformador depende principalmente de su contenido de humedad. El agua que se mezcla con el líquido aislante puede producirse por condensación en la tapa y lados del tanque si las condiciones de temperatura son favorables y si los "respiraderos" permiten ventilación libre. También el agua es uno de los productos de la oxidación del aceite. El agua que se forma así, puede absorberse parcialmente en el aceite y otra parte cae hasta el fondo del tanque. La prueba de rigidez di eléctrica es particularmente útil para detectar un líquido aislante que contiene humedad. Algunas causas de deterioro de los compuestos aislantes líquidos son:

Oxidación

Se debe a la formación de ácidos, Iodos y humedad que acompañan al cambio químico. Los aceites minerales contienen componentes hidrocarburos no saturados que con la oxidación forman Iodos o un precipitado. Se presenta la oxidación cuando el aceite o vapores del aceite hacen contacto con el oxígeno que se encuentra entre el nivel del aceite normal y la tapa del tanque. Un método para reducir la oxidación, hasta eliminarla completamente en algunos casos, es la utilización de tanques sellados, donde se introduce un gas inerte como el nitrógeno en el espacio que queda entre el aceite y la tapa del tanque. Con este propósito y también para aumentar el volumen de aceite para enfriamiento, se utilizan los tanques conservadores que aseguran una presión constante y limitan la temperatura y el área del aceite en contacto con el aire.

Acidez

Se forman ácidos solubles durante la oxidación del aceite caliente. En los transformadores en aceite muy grandes (de 10,000 K VA y mayores) conviene hacer una prueba anual de acidez del aceite aislante.

Lodos

También se forman como producto de la oxidación del aceite. Estos Iodos pueden depositarse en los espacios del devanado para circulación del aceite, aumentan la temperatura de los devanados y aceleran el deterioro del aceite.

Efectos de la Temperatura

La presencia de Iodos y acidez del aceite se aumenta al doble por cada 10°C. de aumento en la temperatura de operación del transformador.

Arqueos dentro del aceite

Cualquier arqueo produce partículas de carbón y éstas pueden depositarse en algunas áreas produciendo caminos de resistencia reducida, lo cual puede producir nuevos arqueos.

Humedad en los Devanados

Aunque el aceite se contamina con humedad mucho más fácilmente que los devanados, cuando se encuentran éstos húmedos son más difíciles para su secado. El aceite se seca en prensa-filtro, en centrífugas y se introduce al tanque bajo vacío. Los devanados se secan mediante calefacción exterior, con calor interno conectando el devanado tensión en cortocircuito y con una combinación de los dos métodos. Los devanados de un transformador pueden humedecerse cuando pasan mucho tiempo fuera de servicio o por falla de empaques del tanque que permite la entrada de humedad al aceite y los devanados.

Mediante Un Análisis Físico – Químico – Eléctrico al aceite dieléctrico obtenemos información muy importante que nos ayuda a identificar de manera precisa el estado que guardan las  propiedades del aceite, diagnosticar sus condiciones operativas y de esta forma poder determinar si el aceite presenta condiciones apropiadas para seguir operando y proteger el aislamiento sólido.

Análisis Fisico-Quimico-Electrico

Factor de Potencia a 25 C y 100 C. (MÉTODO ASTM D-924 )

La prueba de factor de potencia realiza la medición de las pérdidas dieléctricas y por lo tanto, de la cantidad de  energía disipada como calor en el aceite aislante a dos temperaturas diferentes y predeterminadas, con la que muy sensiblemente se pueden determinar y valorar los cambios que sufre el aceite en servicio, como resultado de su deterioro o como el grado de contaminación del fluido aislante por partículas polares solubles y sólidas ante la presencia de un campo eléctrico de corriente alterna.

Cuando comienza el deterioro de un aceite, es posible detectar un incremento en el factor de potencia al inicio del proceso de oxidación, seguido al cabo de cierto tiempo por un nuevo incremento en su valor.

La prueba a 25 C, indica la contaminación por humedad y algunas impurezas solubles en el aceite.

La prueba a 100 C, muestra la presencia de otros contaminantes como barnices, materiales sólidos, partículas coloidales por citar algunas.

Limites NMX-J-308:       1.0 % MAX  @ 25 C,        

                                       5.0 % MAX @ 100 C

Rigidez Dieléctrica (MÉTODO ASTM D-877)

La prueba de Rigidez dieléctrica determina el valor de esfuerzo eléctrico (Gradiente de Potencial) necesario a la cual el aceite permite la formación de un arco y el paso de la corriente eléctrica. Un Bajo valor de rigidez dieléctrica indica la presencia de  partículas contaminantes, tales como fibras de celulosa, lodo, partículas conductoras, subproductos químicos del aceite o agua, sin embargo un alto valor de rigidez no indica necesariamente la ausencia de estos contaminantes. De acuerdo a la ASTM existen dos métodos para la prueba de rigidez dieléctrica:

Electrodos planos (ASTM D-877): Los cuales son relativamente insensibles a la humedad en concentraciones debajo del 60% del nivel de saturación. Este método es recomendado para pruebas de aceptación de líquidos aislantes no procesados, recibidos del fabricante en carros tanque o tambos. También puede ser utilizado para pruebas de rutina en líquidos aislantes de de aparatos de potencia establecidos por la norma ASTM D-877 e Electrodos Planos)

Electrodos semiesféricos (ASTM D-1816): Este método es más sensible a los efectos nocivos en el aceite, ya que presenta un campo eléctrico más uniforme. Este método es recomendado para aceites filtrados, desgasificados y deshidratados, durante y después del proceso de llenado de equipos eléctricos.

Ambos métodos tienen sus limitaciones.

Cuando se realiza mantenimiento a los transformadores, los manómetros, válvulas y accesorios deben comprobarse por cuanto a su operación sin fugas. Las válvulas de alivio de presión y respiraderos deben comprobarse de que no presenten obstrucciones como pintura, pájaros, insectos o basura. Si es posible, opere todos los interruptores para asegurarse de que operen correctamente. Las lecturas de MEGGER, lecturas de factor de potencia y pruebas di eléctricas del aceite son indicadores importantes de las condiciones de humedad del transformador.

La resistencia dieléctrica del aceite para transformadores de alto voltaje debe ser 30 KV o mayor antes de ponerlo a un transformador nuevo en el campo. Las lecturas de MEGGER corregidas a 20°C deben ser por lo menos de un megaohms por cada KV del equipo. En transformadores de muy alto voltaje, se requieren lecturas de MEGGER de 3 megaohms por KV. Cuando se dispone de un MEGGER operado con motor, deben tomarse lecturas de un minuto cada diez minutos y compararse con los datos del fabricante. El factor de potencia debe ser menor de 2% (0.02) en transformadores sumergidos en aceite y menos de 2.5%

(0.025) para transformadores que tienen cambiadores de derivaciones bajo carga, estando el valor corregido a 20°C.

Cuando el ambiente donde se va a poner aceite a un transformador sea muy frío, próximo a los 0ºC el aceite debe calentarse hasta aproximadamente 20°C antes de introducirlo al transformador. En los transformadores de muy alto voltaje, el aceite siempre debe calentarse antes de ponerlo al transformador.

A las boquillas aislantes debe dárseles mantenimiento por lo menos cada año, mediante limpieza completa de todas las superficies expuestas, revisando sus empaques y los indicadores magnéticos de nivel de aceite. Cualquier cambio en el nivel de aceite indica una fuga y debe ser investigada. La aguja del medidor magnético debe estar horizontal cuando la boquilla se encuentra a plomo y la temperatura promedio de las boquillas sea entre 20 y 25°C.

Un aceite nuevo pierde algunas de sus propiedades, como el factor de pérdidas dieléctricas y la tensión superficial, cuando es bombeado al interior de un transformador. Estos parámetros son muy sensibles a los contaminantes del transformador, y pueden ser introducidos durante la manipulación y llenado.

Los límites que recomienda IEC 422, sobre ajuste de los valores que han de presentar los aceites minerales de transformador nuevos ya cargados en transformadores de energía eléctrica nuevos se comparan con los requisitos de la IEC 296 sobre ajuste de los valores de los mismos aceites antes de ser cargados en los transformadores, en la tabla:

Parte del aceite se evaporará junto con el agua. Por ello, la temperatura de filtrado no deberá ser demasiado alta y habrá de ajustarse en relación al vacío. ASTM D 3487 recomienda, por ejemplo, un máximo de 80°C cuando puede alcanzarse una presión de 1 mmHg en el equipo de vacío. Esto es especialmente importante para los aceites inhibidos cuando los tipos fenólicos del inhibidor tengan una presión de vapor más alta que el aceite, lo que podría acortar la vida de servicio del aceite.